1、天然氣定價受到氣源、運輸和國家政策三方面影響

1.1 我國天然氣分類：常規(guī)氣占主要部分，非常規(guī)氣快速發(fā)展，進口 LNG 為重要補充

在我們之前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報告之供給篇中介紹了，目前我國消費的天然氣主要有三個來源：國產(chǎn)天 然氣、進口管道氣、進口 LNG。2018 年我國天然氣消費量為 2830 億立方米，國產(chǎn)天然氣產(chǎn)量僅為 1615.3 億立方米，對外依存度高達 42.5%。我國國產(chǎn)天然氣又可以分為國產(chǎn)常規(guī)氣與非常規(guī)氣（主要包括頁巖氣、 煤層氣等）。目前我國天然氣產(chǎn)出仍以常規(guī)氣為主，2018 年我國常規(guī)氣開采量為 1454.99 億立方米，占開采 總量的 90%。

1.2 天然氣運輸方式：管道運輸占主體，槽車運輸為補充

目前我國采用的天然氣輸送方式主要包括管道運輸（PNG）、液化天然氣運輸（LNG）。在陸地上，管道運輸 的方式最為穩(wěn)定有效，適宜大規(guī)模輸氣。

天然氣長輸管道蓬勃發(fā)展，全國性管網(wǎng)逐步形成。根據(jù)天然氣發(fā)展十三五規(guī)劃，十三五期間，新建天然氣主 干及配套管道 4 萬公里，2020 年總里程達到 10.4 萬公里。隨著西氣東輸三、四、五線的完善，陜京四線等 管道的建設(shè)，我國“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供氣格局已經(jīng)初步形成，互聯(lián)互通相關(guān) 工作正在全面開展。2019 年 12 月 9 日國家管網(wǎng)公司的掛牌成立，將進一步促進天然氣管道建設(shè)。

LNG 接收站建設(shè)加速，刺激 LNG 槽車運輸業(yè)務(wù)發(fā)展。根據(jù)我們先前發(fā)布的天然氣行業(yè)系列報告之供給篇， 我國未來 1-2 年內(nèi)規(guī)劃建設(shè)的 LNG 接收站項目有 19 個，預(yù)計增加的 LNG 接受站接受能力換算為體積 845 億立方米/年，而 2018 年我國進口 LNG 僅為 734.5 億立方米，未來隨著天然氣供需缺口的進一步擴大，三桶 油與終端燃氣公司紛紛加大 LNG 進口規(guī)模，必將進一步拓展 LNG 槽車業(yè)務(wù)的發(fā)展空間。

2. 我國天然氣定價市場化進行時

2.1 我國天然氣定價機制變遷：政府管控逐漸放開

我國天然氣定價依次經(jīng)歷了單一井口價、政府定價、政府指導(dǎo)定價這幾個階段，從趨勢上看，政府對價格的 管控逐漸放開，天然氣市場化程度逐步提高。

第一階段（1993 年前）：我國對天然氣井口價實行政府定價。為鼓勵天然氣消費，對天然氣實行低價政策。 低價政策造成天然氣產(chǎn)業(yè)投資不足，天然氣產(chǎn)量滑坡的局面，為加快天然氣工業(yè)的發(fā)展，我國開始逐步提 高天然氣井口價，并于 1982 年 4 月對四川省天然氣率先實行“常數(shù)包干政策”。1987 年 4 月，國務(wù)院決 定將“常數(shù)包干政策”推廣至全國。

第二階段（1993-2005）：我國對天然氣價格實行政府定價和政府指導(dǎo)定價。這一時期，我國對天然氣價格 做了一定幅度的上調(diào)。1993 年我國實行了企業(yè)自銷天然氣的價格政策，1994 年進一步調(diào)整了企業(yè)自銷天 然氣價格：國家規(guī)定中準(zhǔn)價，允許企業(yè)自銷天然氣價格可圍繞中準(zhǔn)價上下浮動 10%。2002 年我國將天然 氣凈化費與井口價進行了合并，統(tǒng)稱為天然氣出廠價。

第三階段（2005-2011）：我國對天然氣出廠價格統(tǒng)一實行政府指導(dǎo)定價。2005年 12 月我國將天然氣出廠 價格歸并為兩檔價格（一檔氣與二檔氣）。2010 年 5 月，國家發(fā)改委發(fā)出通知，再次提高天然氣出廠價格， 合并一檔氣與二檔氣，擴大天然氣出廠價格的浮動幅度。

第四階段（2011-今）我國天然氣價格開始市場化改革之路。2011 年 12 月，我國開始在廣東、廣西開展天 然氣價格形成機制改革試點，將天然氣定價方法由“成本加成法”改為“市場凈回值法”，建立門站價與 可替代能源掛鉤的機制。2013 年，我國對天然氣門站價實行最高上限價格管理，并且對非居民用氣區(qū)分 存量氣與增量氣。2015 年我國理順非居民用氣門站價格，實現(xiàn)增量氣與存量氣并軌，并且將非居民用氣 由最高門站價格管理改為基準(zhǔn)門站價格管理。2018 年我國理順居民用氣門站價格，將居民用氣由最高門 站價格管理改為基準(zhǔn)門站價格管理，實現(xiàn)與非居民用氣價格并軌，以后在門站環(huán)節(jié)將不再區(qū)分居民用氣與 非居民用氣。2019 年 11 月 4 日，發(fā)改委印發(fā)《中央定價目錄》（修訂征求意見稿），天然氣門站價從中央 定價目錄中被移除。

2.2 現(xiàn)階段我國天然氣定價機制：管住中間，放開兩頭

目前我國天然氣價格根據(jù)生產(chǎn)環(huán)節(jié)不同依次為出廠價、管輸費、門站價、配氣費和終端價格。其中門站價為 出廠價與長輸管輸費之和，終端用戶用氣價格為門站價與配氣費之和。

2.2.1 出廠價：由“市場凈回值法”確定，不同種類氣源盈虧差異較大

我國天然氣出廠價主要包括井口價與凈化費兩部分，其中井口價為天然氣被開采出時的價格，凈化費指在天 然氣進入干線管道前，除去天然氣中的塵粒、凝析液、水及其他有害組分所需的費用。據(jù)上文所述，目前我 國天然氣出廠價采取“市場凈回值法”確定，即在確定的天然氣門站價的基礎(chǔ)上，扣除一定的管輸費，確定 出天然氣出廠價。由于不同種類氣源開采難度不同，從而成本差異也較大，在統(tǒng)一門站價格約束下盈虧各異。

常規(guī)氣：開采歷史久，開采成本低

常規(guī)氣指由由常規(guī)油氣藏開發(fā)出的天然氣，其在地層條件下呈氣態(tài)或者溶解于油、水中，在地面標(biāo)準(zhǔn)條件下 只呈氣態(tài)。自上世紀(jì) 50 年代我國對四川盆地的氣田進行規(guī)?；_發(fā)以來，常規(guī)氣的開采技術(shù)已得到長足發(fā)展，常規(guī)氣開采成本也降至相對較低水平。根據(jù)中石油中石化披露，我國常規(guī)天然氣單位產(chǎn)氣成本處在 0.7-1.2 元/方之間。

頁巖氣：國家補貼高，開采成本高，發(fā)展前景廣闊

頁巖氣指賦存于以富有機質(zhì)頁巖為主的儲集巖系中的非常規(guī)天然氣，根據(jù)國際能源信息署（EIA）年發(fā)布頁 巖氣資源評估報告，我國頁巖氣可采資源量達 31.57 萬億立方米，開采前景廣闊。為鼓勵頁巖氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展， 我國對天然氣開采實行財政補貼，2019-2020 年的補貼標(biāo)準(zhǔn)為 0.2 元/方，并且給予資源稅減征 30%的政策 優(yōu)惠。

頁巖氣開采技術(shù)難度大、目前成本相對較高。我國頁巖氣產(chǎn)業(yè)仍面臨開采成本較高的困境，主要原因在于我 國頁巖氣埋深大多位于 3000 米以上，且具有儲層類型多樣、構(gòu)造作用強、儲層橫向展布差異大等特點，相 較于北美對于開采技術(shù)的要求更高，難以復(fù)制北美的開采模式。涪陵氣田是我國最大的頁巖氣田，其鉆井、 壓裂等關(guān)鍵裝備和配套工具已全部國產(chǎn)化，氣田的開發(fā)和建設(shè)成本大幅度降低，根據(jù)中石化披露的數(shù)據(jù)，涪 陵氣田單位采氣成本約為 0.9 元/方，仍高于美國頁巖氣平均單位采氣成本折算后約合 0.7 元/方的成本水平。 而我國其余氣田由于開采技術(shù)、規(guī)模方面的差異，難以完全復(fù)制涪陵氣田模式，單位采氣成本更高，目前我 國頁巖氣單位采氣成本處在0.9-1.8 元/方之間。

煤層氣：補貼力度大，不同地區(qū)開采成本差異大

煤層氣是儲存在煤層中、以甲烷為主要成分的非常規(guī)天然氣，俗稱“瓦斯”。受“富煤、貧油、少氣”資源 稟賦的影響，我國煤層氣資源儲量豐富，僅 2000 米以內(nèi)的淺層煤層氣儲量就達到 36.81 萬億立方米，位居 世界第三。煤層氣可能是最貼合我國能源稟賦的非常規(guī)氣資源。

煤層氣補貼力度大。為鼓勵煤層氣的開發(fā)利用，財政部決定在“十三五”期間將補貼標(biāo)準(zhǔn)提高到 0.3 元/方的 水平，除去中央補貼，部分省份也出臺了相關(guān)的補貼政策支持煤層氣發(fā)展，以山西省為例，山西省財政按0.1 元/方的價格撥付省級配套資金對煤層氣開采給予補貼.

煤層氣不同地區(qū)開采成本差異大，部分區(qū)塊僅有 0.6 元/方。煤層氣比頁巖氣開發(fā)更早、產(chǎn)業(yè)化進程更成熟， 且煤層氣比頁巖氣的埋深更淺，煤層比巖層硬度小更易壓裂，導(dǎo)致煤層氣整體開采成本較頁巖氣更低。根據(jù) 煤層氣龍頭藍焰控股披露的經(jīng)營數(shù)據(jù)，2018 年其平均單位產(chǎn)氣成本為 1.29 元/方；另一煤層氣開發(fā)領(lǐng)先企業(yè) 亞美能源披露的經(jīng)營數(shù)據(jù)則顯示，2018 年其煤層氣平均銷售價格為 1.64 元/方，而平均單位產(chǎn)氣成本可降低 至 0.7 元/方，與常規(guī)氣田相當(dāng)。不過各地的地質(zhì)條件千差萬別，抽采成本也相差很大，即便是亞美能源內(nèi)部， 馬必區(qū)塊的單位產(chǎn)氣成本也高達 1.72 元/方，遠高于潘莊區(qū)塊 0.59 元/方的成本水平。

煤制氣：生產(chǎn)成本高，市場競爭力欠缺

煤制氣是以煤為原料經(jīng)過加壓氣化后，脫硫提純制得的含有可燃組分的氣體。在我國“富煤、貧油、少氣” 的能源稟賦下，煤制天然氣本應(yīng)成為彌補我國天然氣供需缺口的重要來源，但在目前投入生產(chǎn)的四個煤制氣 項目中，僅有以 LNG 形式銷售的內(nèi)蒙古匯能項目盈利，其余三個借助管網(wǎng)銷售的項目均深陷上游煤炭成本 高、中游運輸管網(wǎng)壟斷、下游氣價低等困境，出現(xiàn)長期虧損，缺乏生產(chǎn)熱情。先行者的困境直接導(dǎo)致行業(yè)彌 漫著濃厚的觀望情緒，產(chǎn)業(yè)發(fā)展緩慢。

煤制氣生產(chǎn)成本高。以新疆慶華為例，如果煤價按照 160 元/噸計算，煤制氣僅生產(chǎn)成本就要 1.1—1.2元/方， 由于新疆慶華自身持有煤礦資產(chǎn)，煤價成本與其它同類項目相比具有一定的價格優(yōu)勢。而大唐克旗項目由于 利用的是錫林郭勒、赤峰等地生產(chǎn)的褐煤，原料成本更高，單位產(chǎn)氣成本高達 1.7-1.9 元/方，生產(chǎn)成本遠高 于新疆慶華。除卻原料成本，有效處理生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的大量污水從而達到環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，也是煤制氣企業(yè)需要 考慮的問題。從目前運行情況看，煤制氣實際生產(chǎn)成本較高，生產(chǎn)企業(yè)市場競爭力不足。

2.2.2 管輸費：國家管控，趨向公平合理

天然氣管輸費指借助干線管道運輸天然氣而向管道運輸企業(yè)支付的費用。截至 2017 年底，我國長輸天然氣 管道總里程達到 7.7 萬 km，其中中石油所屬管道占比約 69%，中石化占比約8%，中海油占比約 7%，三桶 油總占比達 84%，存在很強的壟斷性。

2016 年發(fā)改委明確天然氣管輸費按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定，準(zhǔn)許收益率按照管道負(fù)荷率不 低于 75%的水平下，稅后全資收益率為 8%的標(biāo)準(zhǔn)確定。參照“價格管理辦法”，發(fā)改委于 2017 年公布了 13 家天然氣管道運輸企業(yè)經(jīng)過核定后的管道運輸價格?？傮w來說，我國的管輸費呈現(xiàn)出“一企一價”或“一 線一價”的特點。

當(dāng)前價格水平整體較為合理，部分管線受成本和運力影響管輸成本偏高。受管徑和運輸能力的影響，不同管 道的價格水平存在著一定的差異，比如山西通豫煤層氣輸配有限公司和張家口應(yīng)張?zhí)烊粴庥邢薰驹诮ㄔO(shè)管 道時，由于運輸距離較短，沿線需求小，選用較小管徑的天然氣管道，運輸氣量小，單位成本高，導(dǎo)致其管 道運價要高于其余企業(yè)?？傮w來看，經(jīng)過此次核定，13 家企業(yè)管道運輸平均價格比之前下降 15%左右，整 體價格水平較為合理。

未來價格水平會愈發(fā)公平。“價格管理辦法”規(guī)定管輸費與管道負(fù)荷率掛鉤，在管道負(fù)荷率低于 75%時，管 輸企業(yè)的實際收益率會低于 8%的準(zhǔn)許收益率，這將推動管輸企業(yè)主動將管道向第三方開放，提高管道運輸 效率。隨著國家管網(wǎng)公司的掛牌成立，三桶油所屬的干線管道資產(chǎn)將逐步剝離至管網(wǎng)公司，未來管網(wǎng)公司將 公平公正地向上游開采企業(yè)開放管道，真正實現(xiàn)管輸和銷售的分離，為我國天然氣交易的市場化奠定基礎(chǔ)。

2.2.3 門站價：各地門站價存在差異，部分非常規(guī)氣和進口管道氣均存在價格倒掛現(xiàn)象

天然氣門站指的是長輸管道線終點配氣站，也是城市接收站，具有凈化、調(diào)壓、儲存功能。天然氣門站價是 天然氣門站將經(jīng)管道傳輸來天然氣出售給下游燃氣公司的價格。當(dāng)前我國天然氣門站價仍實行政府指導(dǎo)價， 即對門站價實施基準(zhǔn)門站價格管理：國務(wù)院價格主管部門通過與可替代能源掛鉤的機制確定一個基準(zhǔn)門站價， 供需雙方可以基準(zhǔn)門站價格為基礎(chǔ)，在上浮 20%、下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格。在門站環(huán)節(jié)上， 我國不再區(qū)分居民用氣與非居民用氣。

由于各省（直轄市、自治區(qū)）的天然氣資源稟賦不同，與天然氣氣源的距離不同，運輸?shù)某杀敬嬖诓町悾?而各地的天然氣門站價存在一定差異?？傮w上，各地的天然氣門站價均位于 2元/方左右，其中陜西、新疆等 省份是氣源地，因此門站價略低。

進口管道氣存在價格倒掛現(xiàn)象。由于我國天然氣存在較大的供需缺口，而天然氣供應(yīng)事關(guān)民生等領(lǐng)域，因此 進口管道氣的供應(yīng)便顯得尤為重要。為了保障進口管道氣的穩(wěn)定供應(yīng)，我國與出口國通常采取長協(xié)價格進行 交易，導(dǎo)致我國進口管道氣與門站價之間存在價格倒掛的問題。以中緬天然氣管道為例，我國與緬甸簽訂的 合同價格處在 2.2-3.3 元/方之間，而中緬天然氣管道經(jīng)過的第一個國內(nèi)省份云南省的門站價基本上都在 2 元/ 方以下，因此負(fù)有保供任務(wù)且負(fù)責(zé)進口的中石油便承擔(dān)了這一部分損失。

部分非常規(guī)氣存在價格倒掛現(xiàn)象。我國非常規(guī)氣的氣源地的大多集中在西南、西北地區(qū)，經(jīng)濟發(fā)展水平較低， 人口密度低，當(dāng)?shù)匦枨髽O為有限，在滿足當(dāng)?shù)匦枨蟮幕A(chǔ)上，開采企業(yè)只能通過管道將天然氣輸送至東部地 區(qū)，經(jīng)由天然氣門站銷售，而非常規(guī)氣的開采成本普遍較高，從而導(dǎo)致價格倒掛現(xiàn)象的出現(xiàn)。

我們選取了四個能代表各類天然氣行業(yè)平均開采成本的氣源，核算其銷售成本并與目標(biāo)市場門站價做比較：

長慶油田是我國第一大油氣田，其天然氣產(chǎn)量占全國總產(chǎn)量的四分之一，主要運輸長慶油田出產(chǎn)天然氣的 陜京管道更是承擔(dān)著京津冀的保供任務(wù)；

大唐克什克騰煤制天然氣（大唐克旗）項目是我國首個煤制天然氣示范項目，其生產(chǎn)的煤制氣主要輸往北 京；

藍焰控股是我國煤層氣行業(yè)的龍頭企業(yè)，2018 年其煤層氣產(chǎn)量與煤層氣利用量分別占全國的 27.05%和 23.47%，其生產(chǎn)的煤層氣主要銷往山西與河南等周邊省份；

目前我國的頁巖氣生產(chǎn)基地主要有中石油的委員會-長寧頁巖氣示范區(qū)與中石化的涪陵頁巖氣田，“兩桶油” 生產(chǎn)的頁巖氣在滿足周邊地區(qū)需求的基礎(chǔ)上主要通過管道銷往上海等東部沿海地區(qū)。

非常規(guī)氣成本過高，利潤空間狹窄甚者消失。在只考慮開采成本與管輸成本，不考慮補貼與其他因素的情況 下，頁巖氣與煤層氣的單位成本分別達到 1.965 元/方與 1.634 元/方，十分接近當(dāng)?shù)氐拈T站價，利潤空間極 為狹窄；而煤制氣行業(yè)則處在虧損之中，僅生產(chǎn)與管輸成本就高達 2.271 元/方，遠高于 1.86 元/方的門站價。 自 2015 年以來，煤價上漲了近 100%，而門站價則下跌了 20%左右，成本倒掛的情況進一步加重，煤制氣 企業(yè)陷入了漫長的虧損期。

個別管線管輸費用過高。由于目前我國煤層氣、煤制氣產(chǎn)量相對較低，因而外輸管道的管徑與西氣東輸、陜 京線等干線管網(wǎng)有較大差距，管輸費用較高。以煤層氣外輸管道沁水-博愛為例，煤層氣輸送98km的成本反 而高于常規(guī)氣經(jīng)陜京線輸送近 1000km的費用，這對產(chǎn)氣成本本就高于常規(guī)氣的煤層氣開采企業(yè)造成了極大 的負(fù)擔(dān)，不利于構(gòu)建公平競爭的天然氣產(chǎn)業(yè)。

未來補貼水平會進一步下降甚至取消。為支持頁巖氣等非常規(guī)氣的發(fā)展，當(dāng)下我國制定了一系列的補貼優(yōu)惠 政策，隨著產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，國家會逐步下調(diào)補貼水平直至取消，非常規(guī)氣與常規(guī)氣將回到同一起跑線上，加之 我國天然氣價格市場化改革不斷深入,未來門站價格取消、氣價完全放開是必然趨勢，如何改進生產(chǎn)技術(shù)、降 低生產(chǎn)成本，成為頁巖氣、煤層氣開采企業(yè)迫切需要解決的問題。

2.2.4 配氣費：國家管控，逐步規(guī)范

城鎮(zhèn)管道燃氣配氣費，是指一定區(qū)域內(nèi)城鎮(zhèn)燃氣企業(yè)通過城鎮(zhèn)燃氣管網(wǎng)向用戶提供燃氣配送的服務(wù)，由此向 用戶收取的費用。

2017 年發(fā)改委規(guī)定，按照“準(zhǔn)許成本加合理收益”的原則制定城燃公司配氣費，準(zhǔn)許收益率為稅后全投資 收益率，按不超過 7%確定。2018 年，全國所有省份均出臺了配氣價格監(jiān)審政策方案。2019 年國家進一步 要求合理確定城鎮(zhèn)燃氣工程安裝收費標(biāo)準(zhǔn)，原則上成本利潤率不得超過 10%，取消城鎮(zhèn)燃氣工程安裝不合理 收費。

同一區(qū)域內(nèi)多種企業(yè)并存，企業(yè)逐步向監(jiān)審標(biāo)準(zhǔn)靠攏。我國燃氣配送領(lǐng)域市場主體異常復(fù)雜，既有中石油、 中石化、華潤等國資委直屬央企，又有地方國有企業(yè)，還有外資港華燃氣等，不同企業(yè)建設(shè)管道采用的材料、 技術(shù)規(guī)范不同，因而經(jīng)營成本各異，差異較大，且不同企業(yè)所屬管道交叉重疊，相互間都難以理清，不僅導(dǎo) 致管道利用效率低下，還帶來諸多管理和安全風(fēng)險；另一方面，為了方便獲得地方政府和中介的認(rèn)可確認(rèn)， 避免雙方理解認(rèn)識上的困難和誤差，燃氣公司必然會調(diào)整業(yè)務(wù)板塊規(guī)劃、生產(chǎn)經(jīng)營統(tǒng)計等一系列制度、方法， 主動向監(jiān)審標(biāo)準(zhǔn)靠攏，即企業(yè)與監(jiān)審的趨同化。

國家嚴(yán)格管控，行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展。從燃氣公司自身的角度分析，隨著國家對燃氣公司配氣成本、準(zhǔn)許收益的監(jiān) 管趨于嚴(yán)格，燃氣公司將主動提升自身專業(yè)化水平，控制營運成本，未來我國天然氣配氣費將逐步趨于合理； 從上下游聯(lián)動的角度分析，隨著國家管網(wǎng)公司的成立，管道將公平公正地向上下游企業(yè)開放，燃氣公司可以 與多個上游開采企業(yè)進行談判，選擇最適合的上游企業(yè)進行交易。

總體來看，天然氣的供應(yīng)事關(guān)民生，燃氣行業(yè)呈現(xiàn)出向準(zhǔn)公用事業(yè)化的轉(zhuǎn)變的態(tài)勢。

2.2.5 終端價：區(qū)分居民用氣與非居用氣，不利于公平競爭

終端價指終端用戶用氣價格?，F(xiàn)階段我國在天然氣門站層次不區(qū)分居民用氣與非居民用氣，但是燃氣公司在 銷售時仍區(qū)分居民用氣價格與非居民用氣價格，其中居民用氣價格實行階梯價格。總體來說，我國非居民用 氣價格普遍高于居民用氣價格。

非居民用氣價格較高，不利于市場公平競爭。通過比對四個直轄市以及 13 個省會城市的居民與非居民用氣 價格，我們不難發(fā)現(xiàn)絕大多數(shù)城市非居民用氣價格要高于居民用氣價格，出于追求利潤的目的，城燃企業(yè)更 愿意以較高的價格將天然氣出售給非居民用戶，極易導(dǎo)致居民用氣供氣不足現(xiàn)象的發(fā)生，不利于保障和改善 民生。未來居民用氣與非居民用氣價格將趨于統(tǒng)一，真正實現(xiàn)居民與非居民用氣價格的并軌，實現(xiàn)市場公平 競爭。

2.2.6 價格趨勢：城市燃氣價格尚有提價空間

城市燃氣價格有提高空間。雖然城市燃氣屬于民生行業(yè)，居民用氣價格不宜過高，但我國經(jīng)濟依然處于較快 增長區(qū)間，居民人均可支配收入不斷提高，對燃機價格上漲的體驗逐漸不明顯。根據(jù)《價格法》，政府定價 的重要考量因素是城鎮(zhèn)居民可支配收入，按居民平均用氣量 60 立方米/年和低收入用戶可支配收入的 3%作 為居民燃料開支上限計算，居民可接收天然氣價格為 5.7 元/立方米，大幅高于現(xiàn)行水平。

3. 美國天然氣市場發(fā)展經(jīng)驗解讀

3.1 美國天然氣市場現(xiàn)狀：參與主體多，高度市場化，實現(xiàn)能源自給

美國頁巖氣占比高，對外依存度低。21 世紀(jì)以來，隨著水平井技術(shù)和水力壓裂技術(shù)的成熟，頁巖氣開采成本 大幅下降，美國頁巖氣發(fā)展速度極為迅速，根據(jù)美國能源信息署（EIA）公布的數(shù)據(jù)，2018 年 12 月美國頁 巖氣產(chǎn)量占天然氣產(chǎn)量的 70%，而在 2008 年 12 月這一數(shù)據(jù)僅為 16%。獲益于頁巖氣的大開發(fā)，美國天然 氣對外依存度逐年降低，2017 年美國自 1957 年來首次成為天然氣凈出口國，已實現(xiàn)能源自給。

市場參與主體多，價格形成機制高度市場化。美國天然氣市場處于完全競爭狀態(tài)，所有的天然氣企業(yè)均為私 營公司，天然氣價格完全由市場形成。

勘探市場完全競爭。與我國“三桶油”壟斷上游勘探開發(fā)市場不同，目前全美約有6300 位天然氣生產(chǎn)商， 排名前 40 位的生產(chǎn)商產(chǎn)量占全美總產(chǎn)量的一半左右，每個廠商的份額占比很小，絕大多數(shù)天然氣生產(chǎn)商 是中小企業(yè)。充分競爭的勘探市場給中小企業(yè)提供了充足的發(fā)展空間，也促進了美國頁巖氣革命的發(fā)生。

管道建設(shè)高度發(fā)達，管輸與生產(chǎn)、銷售分離。美國管輸費用主要采用“兩部法”的定價方法。截至 2018 年底，美國共計修建了長達 55 萬千米的輸氣管道，而我國長輸管道里程僅有 7.7 萬千米。目前美國共有 109 個州際管道系統(tǒng)，占長輸管道總長度的 71%，由美國聯(lián)邦能源委員會管理; 有 101 個州內(nèi)管道系統(tǒng)， 分別由美國各州管理委員會管理，各個管道管輸價格受到政府嚴(yán)格監(jiān)管且管輸企業(yè)不得參與上下游業(yè)務(wù)， 管道公司聚焦管輸主業(yè)有助于推動上下游市場充分競爭，優(yōu)化資源配置。

儲氣設(shè)施規(guī)?；?/span>。與管輸價格一樣，儲氣服務(wù)價格同樣受到政府的嚴(yán)格監(jiān)管。美國已建成 419 座儲氣庫， 工作氣量約 1200 億方，可滿足居民接近 20 年的燃氣需求，而我國儲氣庫工作氣量 2015 年僅有 55 億方， 根據(jù)“十三五規(guī)劃”到 2020 年也僅有 148 億方。除卻管道公司與城燃公司所屬的儲氣運營商以外，美國 還出現(xiàn)了 45 家獨立的專業(yè)儲氣庫公司，這些獨立儲氣庫公司只經(jīng)營儲氣服務(wù)，不涉及管輸與現(xiàn)售業(yè)務(wù)。 事實上，規(guī)?；膬鈳炷軌蛴行Ы鉀Q天然氣需求的的季節(jié)性不平衡，提升管道運行效率，保障國家能源 安全。

天然氣交易中心為價格市場化提供保障。目前美國共有 23 個交易中心，為天然氣市場交易提供樞紐服務(wù)， 而我國僅有上海、重慶與西安三個天然氣交易中心。天然氣交易中心作為市場各方信息交換和需求匹配的 平臺，促進和健全了天然氣價格形成機制和體系的市場化，優(yōu)化了天然氣市場資源配置效率。

3.2 美國天然氣市場演變：消除壟斷、逐步實現(xiàn)市場定價

回顧美國天然氣市場化轉(zhuǎn)變的歷程，無疑給我們樹立了一個良好的參考對象。整體而言美國天然氣市場通過 四個階段的轉(zhuǎn)變，逐步消除壟斷、實現(xiàn)市場化定價模式，獲得了良性發(fā)展。

第一階段（1938 年以前）：政府監(jiān)管程度低，管道公司價格壟斷。由于聯(lián)邦政府與州政府均缺乏對跨州管道 業(yè)務(wù)的監(jiān)管，管道公司同時兼具買方與賣方的雙重壟斷地位，能夠以低于市場競爭性的價格向上游生產(chǎn)商購 買天然氣，再以高于市場競爭性的價格向下游出售天然氣，損害生產(chǎn)商與用戶的利益。

第二階段（1938-1977）：政府過度監(jiān)管，直接控制管輸費用與州際管輸氣井口價。由于對跨州管道公司濫用 市場壟斷地位的行為不滿，1938 年聯(lián)邦電力委員會（FPC）開始對州際管道建設(shè)實施市場準(zhǔn)入管理并制定州 際管道的管輸費率；在管輸費率被監(jiān)管的情況下，天然氣井口價由管道公司直接轉(zhuǎn)嫁給終端用戶，過高的井 口價很容易抵消終端用戶受到的其他價格保護，因此自 1954 年聯(lián)邦電力委員會開始直接制定跨州銷售天然 氣的井口價格。70 年代第一次石油危機帶動天然氣價格一并上漲，雖然跨州運輸?shù)奶烊粴饩趦r與管輸費受 到嚴(yán)格管控，但州內(nèi)銷售的天然氣卻不受價格管制，因而天然氣生產(chǎn)商不愿進行跨州銷售，導(dǎo)致部分州出現(xiàn) 天然氣供應(yīng)短缺問題。

第三階段（1978-1991）：政府監(jiān)管逐漸放開，天然氣管輸與銷售分離。為提高廠商跨州銷售的積極性，1978 年美國政府開始放開天然氣井口價格，規(guī)定了各個氣源的價格上限；為促進產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)充分競爭，實現(xiàn)價 格形成機制的市場化，1985 年聯(lián)邦能源管理委員會允許管道公司在自愿的基礎(chǔ)上可在設(shè)定的收費區(qū)間內(nèi)自主 定價為用戶提供管輸服務(wù)；1989 年美國政府徹底結(jié)束對天然氣井口價格的管制，實現(xiàn)州內(nèi)和州際天然氣市場 的融合；1992 年聯(lián)邦能源管理委員會規(guī)定管道公司必須將管道輸送服務(wù)和天然氣銷售分開，任何用戶都可以 自由地選擇管道運營商與天然氣經(jīng)銷商，即管輸銷售的分離。

第四階段（1992-今）：完全的市場化，頁巖氣飛速發(fā)展。天然氣的放松管制政策，使得油氣企業(yè)不必再擔(dān)心 價格扭曲的問題，為油氣公司中長期勘探投資提供了有效激勵；充分競爭的市場結(jié)構(gòu)，也為中小型油氣企業(yè) 提供了充足的發(fā)展空間；加之近二十年國際油價大幅上漲，頁巖氣技術(shù)的突破，促成了美國的頁巖氣革命。

3.3 美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展啟示：市場化有利于產(chǎn)業(yè)發(fā)展、降低用氣成本

美國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的歷史，向我們展示了市場化作為一個正向的反饋機制是可以促進產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展、降低 居民用氣成本的。雖然在發(fā)展過程中天然氣價格會經(jīng)歷較大波動，但是充分競爭市場下促進生產(chǎn)企業(yè)進行技 術(shù)研發(fā)優(yōu)勝劣汰，并最終在頁巖氣革命之后實現(xiàn)了居民用氣成本的下降。

美國天然氣價格波動幅度大。自 1992 年美國天然氣產(chǎn)業(yè)進入全面市場化發(fā)展階段以來，美國天然氣價格擺 脫原本平穩(wěn)波動的走勢，呈現(xiàn)出一定的波動性。天然氣價格在反應(yīng)價值的基礎(chǔ)上，受供需的影響越來越大， 天然氣價格波動幅度也越來越大。

2000-2001 年美國遭遇冷冬，采暖用氣需求量大幅提升，導(dǎo)致天然氣價格急劇上升。自 2002 年起國際油價 的持續(xù)上移帶動氣價上漲，且 2007 年下半年至 2008 年油價的強勢上攻推動氣價至歷史高位，同期頁巖氣產(chǎn) 量迅速釋放，在頁巖氣產(chǎn)量井噴的帶動下,美國的天然氣產(chǎn)量急劇上漲，2008 年頁巖氣產(chǎn)量僅為 599 億方， 而 2018 年頁巖氣產(chǎn)量高達 7560 億方，天然氣產(chǎn)量的提升帶動氣價逐步下跌。

市場參與者多，促進產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展。美國頁巖氣革命的產(chǎn)生與中小企業(yè)的開拓密不可分，據(jù)統(tǒng)計美國頁巖氣 產(chǎn)業(yè)中涉及 8000 多家油氣公司、油服公司以及設(shè)備供應(yīng)商，其中7900 家是中小企業(yè)，中小企業(yè)雖然資金實 力較弱，但擁有專業(yè)的勘探技術(shù)，可致力于頁巖氣的勘探并率先進入勘探的前沿領(lǐng)域。

這些中小企業(yè)雖然在規(guī)模上與?？松梨诘扔蜌饩揞^小的多，但其決策更為靈活，且一般僅從事上游的勘探 開發(fā)業(yè)務(wù)，敢于推動原有的常規(guī)氣的勘探開發(fā)向非常規(guī)能源轉(zhuǎn)移，一旦成功便可獲取豐厚的回報，進而再向 勘探領(lǐng)域投資，從而形成一個良性的循環(huán)，促進天然氣產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展。

市場充分競爭，居民用氣成本下降。在供應(yīng)端充分競爭的市場環(huán)境下，下游用戶可以自由選擇最適合的生產(chǎn) 商，價格扭曲被消除；而頁巖氣開采技術(shù)的成熟進一步降低了天然氣開采成本；加之頁巖氣開發(fā)井噴，產(chǎn)能 暴漲，在剔除通貨膨脹因素后，美國天然氣城市價總體上呈下降態(tài)勢，居民用氣成本逐步降低。

4. 我國天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展展望：堅定不移向市場化邁進

4.1 上游勘探市場充分競爭，開采成本逐步下降

油氣勘探領(lǐng)域是公認(rèn)的油氣產(chǎn)業(yè)鏈中利潤最豐厚的領(lǐng)域，由于歷史原因我國天然氣探勘開采市場形成了壟斷 色彩濃厚，較為封閉的行業(yè)格局。隨著我國上游市場逐步放開，民營企業(yè)與外資企業(yè)的進入有助于推動我國 非常規(guī)氣開采技術(shù)的進步與成本的下降，未來我國上游勘探開采市場將出現(xiàn)各類市場主體充分競爭的局面。

目前我國非常規(guī)氣資源與產(chǎn)能嚴(yán)重不匹配，隨著社會資本的進入，產(chǎn)能的開發(fā)，未來我國天然氣會自給能力 逐步提高，但從短期來看，我國非常規(guī)氣蘊藏由于地質(zhì)條件的限制，開采成本較高且開發(fā)周期較長，難以彌 補我國越來越大的天然氣能源缺口，而我國常規(guī)氣資源本不豐裕，開采綜合難度低的優(yōu)質(zhì)氣田早已被“三桶 油”瓜分殆盡，因而在一定時期內(nèi)，進口 LNG 仍是我國天然氣供應(yīng)缺口的主要補充。

從美國的經(jīng)驗來看，隨著上游市場充分競爭格局的形成，頁巖氣開采技術(shù)的進步，頁巖氣采氣成本有望降至 與常規(guī)氣相當(dāng)?shù)膶哟?，而我國煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)氣的生產(chǎn)成本仍然較高，還存在一定的成本壓縮空間。 隨著我國頁巖氣、煤層氣等非常規(guī)氣開采技術(shù)逐漸成熟，天然氣氣藏得到充分開發(fā)，我國天然氣對外依存度 高的局面能得到極大緩解。

4.2 管網(wǎng)公司成立促進產(chǎn)業(yè)良好發(fā)展

在“管住中間，放開兩頭”的體制架構(gòu)下，合理公平的管輸價格對于消除“三桶油”對勘探開發(fā)領(lǐng)域的壟斷、 推動上游油氣資源多主體多渠道供應(yīng)，促進下游銷售市場充分競爭顯得尤為重要，國家管網(wǎng)公司的掛牌成立 便是深化油氣體制改革的重要一環(huán)。國家管網(wǎng)公司聚焦輸送主業(yè)，通過對全國干線管網(wǎng)進行調(diào)度，制定合理 的費用體系，真正實現(xiàn)管道的“全國一張網(wǎng)”和公平開放，徹底解決干線管道不互聯(lián)互通、管輸資源浪費等 問題。

預(yù)計未來我國管輸費將實行“兩部制”定價機制。“兩部制”更滿足天然氣市場化的要求。用戶向管道公司 繳納容量費，體現(xiàn)了用戶與管輸企業(yè)權(quán)利與義務(wù)的對等關(guān)系，有利于充分利用利用管輸能力，而管輸能力的 充分利用又有助于提高管輸系統(tǒng)負(fù)荷、降低單位輸氣量成本，進而降低管輸價格水平。

管網(wǎng)公司并入“三桶油”管道資產(chǎn)后，管網(wǎng)公司在中游管輸層面的壟斷地位將無可撼動，但是管網(wǎng)公司是否 會形成新的壟斷？未來如何監(jiān)管管網(wǎng)公司運作仍是我們需要注意的問題。管網(wǎng)公司雖已掛牌成立，可管道資 產(chǎn)一直都是“三桶油”的優(yōu)質(zhì)資產(chǎn)，管道資產(chǎn)徹底從“三桶油”剝離仍面臨重重困難，因而短期內(nèi)管網(wǎng)公司 難以順利投入運營。

4.3 天然氣門站價逐步放開，價格趨于合理

長期以來，由于煤層氣、煤制氣等非常規(guī)氣生產(chǎn)成本較高，而非常規(guī)氣氣源地大多位于中西部地區(qū)，周邊地 區(qū)需求量相對有限，生產(chǎn)企業(yè)只能通過管道經(jīng)天然氣門站銷售，而天然氣門站價收到國家嚴(yán)格管控，因此出 現(xiàn)了較為嚴(yán)重的價格倒掛現(xiàn)象。而天然氣門站價格取消中央政府定價，未來天然氣門站價徹底放開，交易雙 方根據(jù)供需來商討價格，煤層氣、煤制氣等非常規(guī)氣的價格倒掛現(xiàn)象得到一定的緩解；同時提升不同類型主 體參與市場的積極性，激發(fā)市場活力，最終提高我國天然氣資源配置的效率。

《中央定價目錄》（修訂征求意見稿）補充中指出，其他國產(chǎn)陸上管道天然氣和 2014 年底前投產(chǎn)的進口管道 天然氣門站價格，暫按現(xiàn)行價格機制管理，即短期內(nèi)，國產(chǎn)常規(guī)氣與 2014 年底前投產(chǎn)的進口管道氣門站價仍受國家管控，而我國天然氣供應(yīng)中，國產(chǎn)常規(guī)氣與進口管道氣占比較高，因此本次征求意見稿對現(xiàn)象的價 格機制影響不大，但釋放出我國天然氣價格市場化勢在必行的信號。

5. 投資建議及重點企業(yè)介紹

堅定不移向市場化邁進，中國天然氣市場和產(chǎn)業(yè)將迎來新的發(fā)展機遇。天然氣市場化進程有利于深化供給測 和需求側(cè)改革，吸引更多市場參與主體。同時天然氣市場化進程有利于改革優(yōu)化生產(chǎn)、供應(yīng)、儲備、運輸、 銷售五大環(huán)節(jié)，促進天然氣產(chǎn)供銷體系健康協(xié)調(diào)發(fā)展新格局。與發(fā)達國家天然氣市場相比，我國在生產(chǎn)商數(shù) 目、長輸管道里程、儲氣庫數(shù)目和天然氣交易中心等各個方面處于全面落后地位，發(fā)展?jié)摿薮?。建議聚焦 天然氣上、中、下游各環(huán)節(jié)，關(guān)注天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈高質(zhì)量發(fā)展的新機遇。主要體現(xiàn)在以下三個方面：

隨著天然氣售價的市場化，上游勘探開發(fā)市場充分競爭，有利于逐步降低開采成本。同時將吸引包括外商 和民營資本在內(nèi)的更多市場主體參與國內(nèi)上游勘探開發(fā)環(huán)節(jié)，中游環(huán)節(jié)的運輸效率提升和下游環(huán)節(jié)的需求 釋放也將促使原有的上游開發(fā)主體加大勘探開采力度。對于有一定技術(shù)和資源積累的非常規(guī)氣開發(fā)企業(yè)形 成重大利好。

下游門站價格放開，價格趨于合理，提升用戶選擇權(quán)，有利于促進終端需求增長。上游環(huán)節(jié)提供更充分的 氣源供給，用戶選擇權(quán)得以提高，有助于提升市場活力和競爭程度。利好優(yōu)質(zhì)城燃企業(yè)。

中間環(huán)節(jié)，有利于促進管網(wǎng)建設(shè)，改善管網(wǎng)投資建設(shè)效益。利于管網(wǎng)建設(shè)工程公司。

5.1 中國石化（600028.SH）

公司目前是我國國內(nèi)第二大油氣生產(chǎn)商，2019 年前三季度天然氣產(chǎn)量達 219 億立方米，同比增長 8.4%，天 然氣項目已經(jīng)成為公司新的業(yè)績增長點。除常規(guī)天然氣外，近年來公司加快頁巖氣產(chǎn)業(yè)布局，旗下的涪陵頁 巖氣田已成為除北美外全球最大的頁巖氣田；同時公司還在加快管輸、儲氣等相關(guān)配套項目投資，新粵浙管 道工程、鄂安滄輸氣管道項目均投入建設(shè)，文 23 儲氣庫則是中國中東部地區(qū)最大在建儲氣庫。目前公司業(yè) 績穩(wěn)定，分紅率高，2018 年公司現(xiàn)金分紅達 508 億元，股利支付率高達 81%。

5.2 新天然氣（603393.SH）

公司主要經(jīng)營城市天然氣的輸配與銷售業(yè)務(wù)，是新疆地區(qū)主要的城燃企業(yè)，特許經(jīng)營區(qū)域已覆蓋新疆地區(qū) 8 個市（縣、區(qū)）。2018 年 9 月公司完成對港股上市企業(yè)亞美能源的收購，亞美能源是全國領(lǐng)先的煤層氣開采 企業(yè)，旗下的潘莊區(qū)塊 2018 年產(chǎn)量高達 7.05 億方，而馬必區(qū)塊仍處于開發(fā)階段，單位產(chǎn)氣成本仍有較大壓 縮空間且產(chǎn)能并未完全釋放。至此，公司已完成“上游有氣源，中游有管道，下游有銷售”的天然氣全產(chǎn)業(yè) 鏈布局。我國的天然氣需求未來幾年仍將持續(xù)增長，而管網(wǎng)公司正式投入運營后，管道對外界公平開放，將進一步擴展煤層氣銷路，加之公司城燃業(yè)務(wù)近年來發(fā)展態(tài)勢穩(wěn)定，盈利狀況良好，公司未來的盈利空間十分 可觀。

5.3 華潤燃氣（1193.HK）

公司為國資委控股的華潤集團下屬的城市燃氣供應(yīng)商，主要從事下游城市燃氣的分銷業(yè)務(wù)。作為中國領(lǐng)先的 城燃企業(yè)，公司積極并購成長型企業(yè)，目前已覆蓋 3 個直轄市，14 個省會城市，覆蓋常駐人口數(shù)前 15 的城 市中的 11 座，并于 2019 年 8 月收購寧波興光，進一步擴展燃氣覆蓋面；另一方面，公司利用寧波市作為海 港的有利特點興建 LNG 碼頭，來謀求向上游發(fā)展，保障氣源供應(yīng)。未來天然氣價格逐步放開，管輸領(lǐng)域公 開透明，氣源來源多元化發(fā)展，城燃企業(yè)的議價能力將逐步增強。同時我國大力發(fā)展綠色能源的意愿助長了 城市燃氣覆蓋率，疊加中國城鎮(zhèn)化進程，公司會充分享受天然氣消費增長所帶來的紅利。

5.4 深圳燃氣（601139.SH）

公司是一家主營城市管道燃氣供應(yīng)、燃氣輸配管網(wǎng)的投資建設(shè)與液化石油氣批發(fā)零售的城燃企業(yè)，目前公司 已控股深圳市及江西、安徽、廣西等 40 個異地城市的燃氣項目。2019 年公司燃氣銷量 31.53 億方，同比增 長 13.95%，業(yè)務(wù)規(guī)模處于行業(yè)前列。2019年 8 月公司投建的年周轉(zhuǎn)能力達 10 億方的深燃 LNG 接收站正式 投入運營，進一步豐富了公司的氣源結(jié)構(gòu)，加之深圳城中村改造項目的推進與電廠客戶的拓展進一步提升了 公司燃氣銷量，公司充分賺取國內(nèi)外天然氣價差利潤。